analisa kerusakan pipa boiler supercritical
TRANSCRIPT
24 JURNAL TEKNIK MESIN – ITI Vol. 4 No. 1, Februari 2020
ISSN: 2548-3854
Analisa Kerusakan Pipa Boiler Supercritical
Mochamad Nanchy Chudhoifah1,a), Dwita Suastiyanti2,b),Pathya Rupajati3,c)
1PT. Bhimasena Power Indonesia PLTU 2x1000 MW,
Jl. Raya Bakalan-Ujungnegoro Km. 5, Kecamatan Kandeman, Kabupaten Batang, Jawa Tengah, Indonesia, 51261
2,3Program Studi Teknik Mesin ITI ,
Jl. Raya Puspiptek Serpong, Tangerang Selatan-Banten, Indonesia, 15320
a)[email protected],b)[email protected], c) [email protected].
Abstrak
Boiler adalah alat yang digunakan untuk mengubah air menjadi uap dengan cara dipanaskan menggunakan
batubara sebagai bahan bakar utama. Pada pembangkit listrik tenaga uap dengan menggunakan Boiler Supercritical
berkapasitas 660 MW, temperatur uap 566 °C dan tekanan 240 bar memiliki pipa di area final superheater dengan jenis
material SA213 – T91. Pada saat unit start up, pipa di area final superheater mengalami kebocoran sehingga pipa menjadi
pecah. Pecahnya pipa menyerupai mulut ikan, hasil analisa penyebabnya kemungkinan karena Short Term Temperature.
Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui penebab kerusakan pipa Boiler dengan beberapa metode penelitian. Melalui uji
metalografi ditemukan adanya rongga-rongga dan retak pada struktur mikro, kemungkinan karena pengelupasan lapisan
magnetik didalam pipa. Untuk itu pengoperasian Boiler harus memperhatikan kenaikan metal temperatur tidak boleh
melebihi 2°C/menit agar tidak terjadi pengelupasan lapisan magnetik pada pipa Boiler.
Kata kunci:SA213-T91, retak, superheater.
Abstract
Boilers are tools used to convert water into steam by heating using coal as the main fuel.In steam power plants
using supercritical Boiler with a capacity of 660 MW, steam temperatures of 566 ° C and pressure of 240 bar have pipes
in superheater final area with material type SA213 - T91. When start of the unit, the pipe in the Final superheater area has
leaked so that the pipe was rupture.The rupture of a pipe like a fish's mouth, the results of the analysis cause may be due
to Short Term Temperature. This research to determine cause of Boiler pipe damage with several research methods.
Through metallographic tests it was found that there were cavities and creeps on the microstructure, possibly due to the
peeling of the magnetic layer in the pipe.For this reason, the operation of the Boiler must pay attention to the increase in
metal temperature should not exceed 2 ° C / minute so there is no exfoliation of the magnetic layer in the Boiler pipe.
Keywords: SA213-T91, creep, superheater.
I. PENDAHULUAN
PLTU batubara dengan teknologi Boiler Supercritical
yaitu dalam proses pembentukan uap didalam boiler tidak
memerlukan steam drum, hal ini dikarenakan air didalam
pipa Boiler setelah menyerap panas maka langsung
berubah menjadi uap kering dengan temperatur superheat
di atas saturasi. Pada kondisi ini boiler dalam keadaan
once through (laluan sekali).
Setiap Boiler Supercritical akan di operasikan, maka
memerlukan tahap-tahap pembersihan di seluruh bagian
pipa yang ada di condenser, condensate, low pressure
heater, deaerator, feedwater, high pressure heater, dan
boiler. Proses ini dinamakan clean up, tujuannya adalah
untuk membersihkan seluruh pipa yang dialiri air dan uap
dari kandungan besi yang berlebih. Oleh karena itu pada
Boiler supercritical memerlukan perlakuan yang lebih dari
pada Boiler Subcritical.
Proses start up boiler memiliki batasan-batasan
kenaikan metal temperatur pada saat pertama kali bahan
bakar di masukkan. Hal ini bertujuan agar material tidak
mengalami kerusakan. Beberapa jenis kerusakan yang
terjadi pada pipa boiler, mulai dari economizer, wall tube,
Superheater dan Reheater. Kerusakan tersebut diantaranya
creep, fatique, erosion, cracking dan korosi di sisi
pembakaran.
Permasalahan ini terjadi di salah satu PLTU swasta
dengan Boiler Supercritical dengan kapasitas 660MW,
dimana pada saat unit start up dan sudah mencapai 50%
kapasitas boiler telah terjadi kebocoran pada pipa boiler di
area Final Superheater.
Umur pakai boiler tergolong masih baru karena baru
beroperasi kurang dari 1 tahun, untuk itu penelitian ini
dilakukan dengan cara pengamatan visual pada pipa boiler
di area Final Superheater, pengukuran ketebalan pipa,
pengukuran diameter pipa sisi luar dan dilakukan
pemeriksaan di laboratorium diantaranya pemeriksaan
secara visual, pemeriksaan dengan menggunakan
metalografi untuk mengetahui struktur mikro dan hardness
test.
Pada penelitian ini bertujuan untuk mengetahui
penyebab utama kerusakan pada pipa boiler di area Final
Superheater, dimana seharusnya pada kondisi boiler yang
25
umurnya masih baru (kurang dari 1 tahun) masih dalam
kondisi yang bagus, handal dan masih bisa digunakan
untuk waktu yang lama.
Sulistiyo E. dan Mahdy N.N. pada tahun 2016
melakukan penelitian dengan judul “Analisis pecahnya
material secondary superheater tube pada boiler unit 1
PLTU Tanjung Jati B kapasitas 660 MW”. Hasil
pemeriksaan struktur mikro Secondary Superheater tube
terlihat bahwa telah mengalami transformasi fasa material
(spheroidisasi) akibat overheating. Hasil pengujian
kekerasan, pucak tertinggi mencapai 225 HV pada daerah
uji no. 2 yaitu bagian tube yang mengalami kegagalan
walaupun kekerasannya masih di bawah standar kekerasan
material SA 213-T91. Hasil pengujian SEM dan EDX
menunjukkan bahwa kandungan unsur deposit yang
berada pada outer secondary superheater tube berupa
sulfur, sodium, potassium, dan magnesium. Unsur ini
kemungkinan terbentuk akibat udara yang mengandung
mineral masuk dalam system pembakaran Boiler yang
melebihi suhu ash fusion temperature [1].
Rahman M.M. dan Kadir A.K. pada tahun 2011
melakukan penelitian dengan judul Failure analysis of
high temperature superheater tube (hts) of a pulverized
coal-fired power station. Analisis kegagalan pipa
superheater temperatur tinggi dari pembangkit listrik
tenaga uap dilakukan melalui inspeksi visual, pengukuran
ketebalan, dan pemeriksaan metalurgi. Ditemukan bahwa
kegagalan pipa superheater disebabkan oleh pengelasan
logam yang berbeda di mana sifat termal dari logam induk
dan logam las berbeda [2].
Adrian J., Laif N., Noerochim L. Dan Kurniawan B.A.
pada tahun 2016 melakukan penelitian dengan judul
“Analisa kerusakan superheater tube boiler tipe ASTM
A213 grade T11 pada pembangkit listrik tenaga uap”.
Hasil analisis metalografi pada daerah yang tidak
mengalami kegagalan, fasa yang tampak merupakan ferrit
dengan diameter rata-rata butir sebesar 0,0213 mm dan
memiliki kekerasan sebesar 52 HRB, pada tepi pipa yang
pecah fasa yang tampak pada metalografi juga merupakan
ferrit dengan rata-rata diameter butir sebesar 0,02357 mm
dan memiliki kekerasan sebesar 49 HRB. Pada daerah
yang mengalami kerusakan didapatkan bahwa fasa yang
tampak merupakan ferit dengan rata-rata diameter sebesar
0,0308 mm dengan kekerasan sebesar 25,5 HRB. Pada
hasil SEM terlihat adanya crack dan berkas patahan berupa
granular [3].
Fahrizal pada tahun 2013 melakukan penelitian dengan
judul “Analisa penyebab kegagalan pipa superheater
boiler”. Nilai kekerasan antara bagian permukaan pada
posisi didekat bagian yang gagal dengan di posisi yang
tebal, nilainya berbeda sangat signifikan. Perubahan nilai
kekerasan di bagian dekat yang gagal karena dibagian
permukaan terjadi super heat location diakibatkan adanya
internal scale atau deposit, akibat reaksi antara uap air
dengan pipa membentuk besi oksida. Model gagalnya pipa
Superheater tersebut adalah Creep akibat beroperasi pada
temperatur dan tekanan yang tinggi (overheating) dengan
waktu operasi yang lama dan dikuti pelunakan (anealing)
sehingga terjadi erosi oleh fluida dalam pipa yang
menyebabkan penipisan pada pipa hingga pipa tidak bisa
menahan beban kerja dan terjadi kegagalan (Failure).
Kekerasan menurun secara signifikan di bagian pipa,
karena adanya pengaruh aging dan erosi akibat fluida
mengalir dengan temperatur tinggi dibuktikan dengan
pengurangan tebal pipa. Dari pengamatan struktur mikro
tampak adanya perubahan bentuk butir ferrit dan pearlite
menjadi pipih diposisi bagian dekat yang gagal, dibanding
dengan diposisi yang tebal, bentuk butir ferit dan perlit
bentuknya hampir bulat [4]
Sariyusda, Bustamisyam, dan Indra pada tahun 2012
melakukan penelitian dengan judul “Analisa kegagalan
tube superheater package boiler akibat overheating”.
Hasil analisis tegangan menunjukkan terjadi panas yang
berlebih (overheating) pada tube superheater. Hasil
analisis tegangan menunjukkan tegangan izin tube lebih
kecil dari tegangan yang terjadi, sehingga tube dikatakan
pecah/gagal. Hasil pengamatan visual tube superheater
memperlihatkan terjadi mengembung (bulging) dan mulut
ikan (fish mouth); Panjang 45 mm, lebar rata-rata 10,025
mm dan diameter 46,75 mm, pertambahan diameter 2,26
mm. Hasil pengujian kekerasan menunjukkan material
terjadi deformasi pada daerah yang pecah, ini menandakan
bahwa kekuatan material menurun dengan kenaikan
kekerasan. Hasil pengujian komposisi kimia menunjukkan
kandungan unsur kimia yang diizinkan masih dalam batas
standar material SA-213. Hasil pengujian SEM
menunjukkan bahwa mikrostruktur terjadi dislokasi pada
batas butir dimana pecah secara intragranular dengan
perpatahan brittle [5].
Pada penelitian ini yaitu pada pipa Boiler Superheater
yang mengalami kerusakan pada saat unit start up, dimana
kerusakan-kerusakan diataranya karena perubahan
temperatur yang berlebih (overheating).
II. LANDASAN TEORI
A. Boiler Supercritical
Boiler Supercritical adalah boiler yang merubah air
menjadi uap (Once-through boiler). Air dipanaskan pada
tekanan konstan diatas tekanan kritis sehingga tidak ada
perbedaan antara gas dan cair, karena densitas massanya
sama. Pada Boiler Supercritical tidak ada tahapan air
berada dalam dua fasa yang membutuhkan separasi.
Sehingga boiler tidak dilengkapi dengan steam drum.
Boiler Supercritical menggunakan boiler sekali lalu yaitu
air umpan yang dipompa oleh boiler feed pump hingga air
dapat melalui tahapan pemanasan di boiler dan uap yang
dihasilkan langsung dikirim ke turbin uap tanpa adanya
resirkulasi. Berikut ini adalah diagram Ts supercritical
ditunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Diagram Temperatur Entropi PLTU
Supercritical.
26 JURNAL TEKNIK MESIN – ITI Vol. 4 No. 1, Februari 2020
ISSN: 2548-3854
Uap yang dihasilkan melebihi tekanan dan temperatur
kritis, dimana pada diagram rankine disebut critical point
yaitu pada tekanan 221,2 bar dan temperatur 374,15 ℃.
Diagram temperatur-entropi (diagram Ts) menunjukkan
kondisi temperatur terhadap perubahan keadaan energi
yang melalui boiler dan turbin. Berikut ini adalah Siklus
Uap Boiler Supercritical ditunjukkan pada Gambar 2.
Gambar 2. Siklus Uap Boiler Supercritical
B. Pengoperasian Boiler
Pengoperasian boiler dilakukan setelah ada perbaikan di
jaringan 500 kV. Peralatan yang dioperasikan pertama
adalah Air & Gas System yaitu untuk membuang gas-gas
yang mudah terbakar didalam boiler, yaitu dengan
mengatur aliran udara dan kevacuman didalam boiler.
Kenaikan temperatur di Superheater rata-rata +1,16
ºC/min dan di Final Superheater metal rata-rata +1ºC/min.
Bahan bakar batu bara digunakan untuk menggantikan
Solar. Pergantian bahan bakar ini menyebabkan kenaikan
rata-rata temperatur di Final Superheater metal yaitu
+3,36 ºC/min (tertinggi 5 ºC/min). Grafik boiler start up
ditunjukkan pada Gambar 3.
Gambar 3. Grafik Main Steam Temperature pada Saat
Unit Start Up pada Tanggal 12 Juni 2017.
Main Steam dimasukkan ke turbin setelah temperatur
435ºC dan tekanan 4,38MPa sampai unit sinkron dengan
jaringan Jawa Bali. Load didistribusikan ke jaringan 500
kV sampai pada 400 MW gross. Sesaat kemudian alarm
Final Superheater metal temperatur aktif dan terdeteksi
adanya Boiler tube leak diarea tersebut. Pemeriksaan
dilakukan di lokal dan dipastikan bahwa terjadi kebocoran
di Superheater Final. Maka saat itu juga unit shut down
secara bertahap dengan koordinasi dengan PLN.
C. Laju Korosi
Korosi adalah perusakan, penurunan mutu material
(logam) akibat dari reaksi dengan lingkungannya baik itu
secara kimia atau elektrokimia pada waktu pemakaiannya.
Logam yang di-heat treatment akan mengalami
perubahan struktur kristal atau perubahan fasa. Sebagai
contoh perlakuan panas pada temperatur 500-800ºC
terhadap baja tahan karat akan menyebabkan terbentuknya
endapan krom karbida pada batas butir. Hal ini dapat
menyebabkan terjadinya korosi intergranular pada baja
tersebut. Selain itu, beberapa proses heat treatment
menghasilkan tegangan sisa. Bila tegangan sisa tesebut
tidak dihilangkan, maka dapat memicu tejadinya korosi
retak tegang.
D. Kerusakan Pipa Boiler
Analisis kerusakan pada pipa boiler menyatakan
beberapa ciri-ciri yang dapat ditentukan bahwa terjadi
kerusakan pada material pipa boiler, analisis kerusakan ini
dilakukan di pembangkit listrik yang berada di Jepang
pada tahun 2004. Selanjutnya dikembangkan dan
menemukan beberapa kriteria kerusakan pada pipa Boiler.
Ciri-ciri kerusakan pipa Boiler berdasarkan bagian area
ditunjukkan pada Gambar 4:
Gambar 4. Lokasi Kerusakan yang Terjadi pada Boiler.
III. METODE PENELITIAN/EKSPERIMEN
A. Diagram alir Penelitian
Dalam melakukan penelitian, dibuatkan diagram alir
untuk mempermudah memahami alur penelitian dari awal
27
sampai dengan akhir. Diagram alir penelitian ditunjukkan
pada Gambar 5.
Gambar 5. Diagram Alir Penelitian.
B. Langkah Pelaksanaan Penelitian
Penelitian ini menerapkan tahapan-tahapan proses yang
harus dilakukan sebagai penunjang. Tahapan dalam
pelaksanaan penelitian ini meliputi persiapan alat kerja
dan persiapan bahan, pengujian yang dilakukan di dalam
boiler yaitu menentukan pipa-pipa yang telah rusak dan
mengalami sumbatan.
C. Spesifikasi Benda dan Alat Uji
Spesifikasi benda uji yang digunakan adalah Material
pipa Boiler dengan tipe SA213-T91. Komposisi kimia pipa
SA213-T91 dapat dilihat pada Tabel 1.
Tabel 1.Spesifikasi Material SA213-T91
No Komposisi Kimia Keterangan
1 Carbon 0.07-0.14
2 Manganese 0.30-0.60
3 Phosphorus 0.020
4 Sulfur 0.010
5 Silicon 0.20-0.50
6 Nickel 0.40
7 Chromium 8.0-9.5
8 Molybdenum 0.85-1.05
9 Vanadium 0.18-0.25
10 Niobium 0.06-0.10
11 Nitrogen 0.030-0.070
12 Aluminum 0.02
13 Titanium 0.01
14 Zirconium 0.01
D. Periksaan Visual
Pemeriksaan didalam boiler secara visual dilakukan
untuk mengetahui kondisi pipa di dalam boiler yaitu
superheater yang mengalami kerusakan karena bocor.
Akibat kebocoran ini dapat mengakibatkan pipa-pipa yang
terkena semburan uap mengalami kerusakan.
E. Pengujian Kekerasan
Uji kekerasan in-situ dilakukan dengan menggunakan
alat uji kekerasan portabel Krautkramer MIC20 dengan
probe 10kgf pada pipa pecah dan pipa tertentu pada pipa
superheater.
Pengujian kekerasan dilakukan pada bagian metalografi
menggunakan Wolpert Wilson 452SVD Vickers hardness
tester dengan beban 10kgf. Hasil kekerasan rata-rata,
diambil dari 3 hingga 5 lekukan pada setiap bagian.
F. Pengujian Ultrasonic
Pada alat uji ketebalan yang menggunakan
menggunakan metode pendeteksi suara atau ultrasonik.
Gelombang ultrasonik yang dupancarkan rangkaian
transmitter menembus permukaan benda dan dipantulkan
kembali ke rangkaian receiver. Waktu tempuh menjalani
gelombang ini diukur dengan menggunakan upcounter
menggunakan metode time of flight.
G. Pengujian Metalografi
Berikut ini adalah penjelasan tahapan-tahapan yang
dilakukan untuk pengujian metalografi:
1. Pemotongan
2. Identifikasi
3. Mounting
4. Penggerindaan
5. Pemolesan
6. Etching, Pengetsaan
7. Cleaning, Pembersihan
8. Drying, Pengeringan
9. Pemeriksaan
IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
A. Pemeriksaan Visual (Site Inspection)
Lokasi pemeriksaan berada di Boiler area Final
Superheater. Tujuan pemeriksaan ini adalah untuk
mengidentifikasi pipa-pipa yang rusak dan untuk rencana
pergantian yang akan dilakukan. Pemetaan pipa Final
Superheater ditunjukkan pada Gambar 6.
Gambar 6. Identifikasi Pipa Boiler di Area Final
Superheater.
28 JURNAL TEKNIK MESIN – ITI Vol. 4 No. 1, Februari 2020
ISSN: 2548-3854
B. Pemeriksaan Magnetik (Site Inspection)
Pemeriksaan atraksi magnetis dilakukan di lekukan
bagian bawah pipa Final Superheater dengan
menggunakan video probe. Magnet genggam digunakan
untuk mengidentifikasi tingkat magnetit di lubang pipa,
ditunjukan pada Gambar 7.
Gambar 7. Inspeksi dengan menggunakan probe video,
terlihat puing yang cukup besar menutupi
sebagian pipa MG17-T10.
C. Pengujian Kekerasan
Uji kekerasan in-situ dilakukan dengan menggunakan
alat uji kekerasan portabel Krautkramer MIC20 dengan
probe 10kgf pada pipa pecah dan pipa tertentu pada final
superheater akhir. Permukaan dipersiapkan menggunakan
beberapa tahap kertas abrasif hingga grit 400. Hasil
pengetesan ditunjukkan dalam Tabel 2.
Tabel 2. Hasil Uji Kekerasan pipa SA213-T91 Lokasi Nomor Pipa HV
MG2 T9 204
T10 210 T11 211
T12 212
MG10 T7 210 T8 225
T9 230
T10 219 T12 206
MG15 T10 210 T11 198
MG20 T7 206
T11 208
PMG10 T9 192
T10 185
T11 197 T12 194
PMG15 T9 205
T10 211 T11 200
T12 200
PMG16 T9 202 T10 191
T11 205
T12 198 PMG19 T9 194
T10 201
T11 180 T12 199
PMG20 T9 200
T10 209 T11 182
T12 206
Hasil kekerasan yang diperoleh dari pipa final
superheater menunjukkan berada dalam kisaran normal
untuk T91. Outlet final superheater pipa MG10T10,
MG19T10 dan MG20T11 di penthouse (T91)
menunjukkan sedikit berkurang kekerasan kurang dari
kisaran. Pipa-pipa ini harus dipantau dalam pemadaman
berikutnya.
Pengujian kekerasan di labolatorium dilakukan pada
bagian metalografi menggunakan Wolpert Wilson
452SVD Vickers hardness tester dengan beban 10kgf.
Hasil kekerasan rata-rata, yang diambil dari 3 hingga 5
lekukan pada setiap bagian ditunjukkan pada Tabel 3.
Tabel 3. Uji Kekerasan Sampel Laboratorium Nomor Pipa Lokasi HV
MG16T10-2 Midwall 286
MG16T10-3 Midwall 3 192
MG16T10-3 Midwall 12 191 MG16T10-4 Midwall 150
MG10T10-2 Midwall 209
MG10T10-3 Midwall 175 Ref T91 Midwall 225
Ref TP347 Midwall 157
D. Pemeriksaan Visual (Laboratorium)
Pipa SA213-T91 (MG16-T10) telah retak dan pipa
telah menekuk sekitar 60 derajat dari garis lurus. Pecahnya
pipa seperti mulut ikan lebar ditunjukkan oleh panah
merah. Pandangan umum dari potongan-potongan yang
direkonstruksi ditunjukkan pada Gambar 8.
Gambar 8. Pandangan potongan dari SA213-T91
MG16-T10.
Tampilan pipa SA213-T91 (MG10-T10) yang
mengalami kerusakan seperti mulut ikan ditunjukkan pada
Gambar 9.
Gambar 9. MG10-10 Pecah Seperti Mulut Ikan (Anak
Panah).
29
E. Pipa Referensi SA213-T91 dan SA213-TP347H
Pandangan umum SA213-T91 referensi dan SA213-
TP347H sebagai pipa referensi ditunjukkan pada Gambar
10.
Gambar 10. Pandangan Pipa yang rusak dan Pipa
Referensi
F. Pemeriksaan Serbuk Oksidasi.
Dengan menggunakan magnet kedua sampel
dipisahkan menjadi bagian-bagian magnetik dan non-
magnetik. MG15T15 memiliki 0,19 gram bahan non-
magnetik, sementara MG16T28 ditemukan semua magnet
tanpa bahan non-magnetik. Puing-puing magnetik dan
non-magnetik dari MG15T15 ditunjukkan pada Gambar
11, 12 dan 13.
Gambar 11. Puing-Puing Magnet Dari MG15-T15,
Puing-Puing Terdiri Dari Serpih Terutama
Gelap/Abu-Abu Dari Berbagai Ukuran
Hingga 2mm
Gambar 12. Puing-Puing Non-Magnetik Dari MG15-15
Penampilan Granular Dan Berwarna Merah
Gambar 13. Puing-Puing Magnet Dari MG16T28.
Puing-Puing Terdiri Dari Serpih Terutama
Gelap / Abu-Abu Dari Berbagai Ukuran
Hingga 2mm.
Analisis sampel puing-puing menunjukkan hematite
ditemukan di dalam lapisan magnetit dan terlihat dari
pemeriksaan metalografi dari sampel pipa. Sejumlah (~
1%) dari puing-puing non-magnetik ditemukan dalam
sampel MG15T15. Puing-puing non-magnetik pada
dasarnya dari abu batubara. Sejumlah kecil nikel terdeteksi
dalam serpihan sampel puing-puing dari MG16T28, yang
menunjukkan bahwa beberapa puing-puing mungkin
berasal dari pipa TP347H baik sebagai oksida atau partikel
kecil dari logam. Berdasarkan evaluasi secara keseluruhan,
mayoritas puing-puing kemungkinan berasal dari bahan
T91.
G. Pengujian Metalografi MG16-T10
Sebuah mikrograf dari tepi fraktur pada posisi
MG16T10-2 ditunjukkan pada Gambar 14, 15 dan 16.
Gambar 14. Mikrograf dari Celah di MG16T10-2 Retak
Lain Diamati Berdekatan Dengan Ujung
Patahan Tebal.
Gambar 15. Pembesaran Celah Gambar 14 Retak
Transgranular, Indikasi Kegagalan
Daktilitas Rendah Mengandung Banyak
Void Merayap dan Deformasi Butir.
30 JURNAL TEKNIK MESIN – ITI Vol. 4 No. 1, Februari 2020
ISSN: 2548-3854
Gambar 16 Perbesaran Gambar 15 Mikrostruktur Dari
Tepi Retak Menunjukkan Bukti Struktur
Berubah Dan Terdapat Void Merayap.
H. Pengujian Metalografi MG10-T10
Logam dasar memiliki struktur austenitik dan bukti
presipitasi karbida di sepanjang batas butir. Contoh
kondisi permukaan lubang ditunjukkan pada Gambar 17
dan 18.
Gambar 17. Mikro Struktur Di Bagian MG10T10–2.
Logam Dasar Mengungkapkan Martensit
Tempered Halus Terdegradasi Termal.
Gambar 18. Mikrograf Perbesaran Yang Lebih Tinggi
Pada Gambar 17, Struktur Mikro
Menunjukkan Martensit Temper Yang
Terdegradasi Secara Termal. Struktur Berisi
Rongga Creep Yang Terisolasi.
I. .Referensi SA213-T91 dan SA213-TP347H
Bahan umum yang jauh dari fraktur menunjukkan
bukti struktur tempered martensite halus terdegradasi
dengan void creep terisolasi. Contohnya ditunjukkan pada
Gambar 19.
Gambar 19. Logam Dasar Referensi T91. Logam Dasar
Memiliki Struktur Martensit Tempered
Halus.
Gambar 20. Perbesaran Yang Lebih Tinggi Dari Gambar
19, Logam Dasar Memiliki Struktur
Martensit Tempered Halus.
Gambar 21. Logam Dasar Dari Referensi TP347H.
Logam Dasar Memiliki Struktur Austenitik
Dengan Kembar Anil Dan Sedikit
Presipitasi Karbida.
J. Pembahasan
Koefisien ekspansi termal (CTE) dari paduan T91
secara signifikan lebih rendah dari Fe-Cr spinel dan
magnetit. Perbedaan dalam CTE mungkin telah
menyumbang akumulasi strain, retak dan pengelupasan
magnetit selama siklus termal boiler. Bukti dari berbagai
retakan memanjang pada lapisan magnetite dalam sampel
31
pipa juga konsisten dengan efek dari siklus termal. Hal ini
dianggap jika pengelupasan magnetit hanya terjadi pasca
kegagalan, karena pendinginan cepat dari kegagalan.
Sementara beberapa magnetit pengelupasan kulit bisa
terjadi selama shutdown pasca kegagalan, sebagian besar
pengelupasan magnetit akan terjadi sebelum kegagalan
yang dibuktikan dengan membersihkan pipa internal.
Sebanyak 133 pipa yang dibersihkan mewakili > 10%
dari total pipa dari sirkuit final superheater. Selain itu,
bukti dari berbagai retakan memanjang pada lapisan skala
luar diamati. Dengan asumsi bahwa 30% dari lapisan luar
(magnetit) dari pipa T91 telah terkelupas (~ 20-30 µm
tebal), dan dengan asumsi bahwa pengelupasan kulit yang
telah terjadi sepanjang 5 m dari pipa T91 dengan diameter
internal 31mm, maka berat dari magnetite dikelupas akan
menjadi sekitar 60 gram dalam satu rangkaian, dengan
asumsi 5gr kepadatan/ cm3 magnetite. Ini akan cukup
untuk menutupi lubang pipa lebih dari jarak 160mm.
Luasnya cakupan akan lebih dalam kenyataannya karena
kepadatan serpih magnetit yang dapat menyebabkan
penyumbatan akan jauh lebih rendah dari yang
diasumsikan 5gr/ cm3.
V. KESIMPULAN
Setelah dilakukan analisa maka kerusakan pada pipa
boiler Final Superheater dapat disimpulkan sebagai
berikut ini:
1. Kerusakan pada pipa Final superheater karena short
term overheating, dimana kemungkinan besar
disebabkan pipa pengalami penyumbatan parsial oleh
Pengelupasan lapisan magnetic (exfoliated
magnetite). Penyumbatan parsial membatasi aliran
uap pendingin di dalam pipa yang menyerap panas
dari temperature pipa yang tinggi.
2. Data metalurgi menunjukkan bahwa pipa SA213-T91
telah beroperasi pada suhu tertinggi, oleh karena itu
kemungkinan yang pertama mengalami kerusakan.
3. Distribusi skala magnetite dalam pipa menunjukkan
bahwa sumber bahan yang terkelupas di dalam pipa
SA213-T91 vertikal kemungkinan disebabkan oleh
siklus boiler dan kecepatan kenaikan temperatur yang
tinggi selama siklus shutdown/start-up adalah faktor
yang berkontribusi dalam pengelupasan oksida.
4. Dari hal di atas, keputusan untuk mengganti pipa
SA213-T91 yang rusak dengan SA213-TP347H
dianggap tepat, meskipun ada beberapa pipa di
superheater yang telah terlalu panas dan telah
menghabiskan sebagian besar life time creep.
REFERENSI [1] Adrian, J., Laif, N., Noerochim, L., & Kurniawan, B.A.,
Analisa kerusakan superheater tube boiler tipe ASTM
A213 grade T11 pada pembangkit listrik tenaga uap.
Jurnal Teknik ITS, 5,2016, 148-152.
[2] Fahrizal, Analisa penyebab kegagalan pipa superheater
boiler. Jurnal Aptek, 5, 2013, 71-77.
[3] Sariyusda, Bustamisyam, & Indra. Analisa kegagalan
superheater package boiler tube akibat overheating.
Jurnal MEKINTEK, 3, 2012, 173-181.
[4] Rahman, M.M., & Kadir, A.K., Failure analysis of high
temperature superheater tube (HTS) of a pulverized coal-
fired power station. Journal of ISC, 2011, 517-522.
[5] Sulistiyo, E., &Mahdy, N., Analisis Pecahnya Material
secondary superheater tube pada Boiler Unit 1 PLTU
Tanjungjati Berkapasitas 660 MW. Jurnal Power Plant,
4, 2016, 122-210.
[6] ASME, Ferrous Material Specification Section II. New
York: ASME Press, 2015.
[7] EPRI, Boiler Tube Failure Theory and Practice. Pleasant
Hill: EPRI distribution center, 1996.
[8] Harbin Electric International, Operation Regulation of
Boiler, 2017.
[9] Mars, G. and Fontana, Corrosion Engineering. New York:
McGraw Hill, 1987.
[10] Cahyadi, Pltu batubara supercritical yang efisien.
Tangerang Selatan: Badan Pengkajian dan
PenerapanTeknologi (BPPT) 2015.